Назначение
Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный» (далее по тексту - СИКНС) предназначена для измерений массы сырой нефти.
Описание
Принцип действия СИКНС основан на использовании прямого метода динамических измерений массы сырой нефти с применением счетчика-расходомера массового. Выходные сигналы измерительного преобразователя счетчика-расходомера массового поступают на соответствующие входы измерительно-вычислительного комплекса, который преобразует их и вычисляет массу сырой нефти по реализованному в нем алгоритму.
СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного производства. Монтаж и наладка СИКНС осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на СИКНС и эксплуатационными документами на ее компоненты.
В составе СИКНС применены следующие средства измерений утвержденных типов:
- расходомеры-счетчики массовые OPTIMASS 2400 (далее по тексту - СРМ), тип зарегистрирован в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под (далее по тексту - рег.) № 53804-13;
- датчики температуры Rosemount 3144Р, рег. 63889-16;
- датчики давления Метран-150 модели 150 TG и модели 150CD, рег. № 32854-13;
- влагомеры нефти поточные УДВН-1пм (далее по тексту ВП), рег. № 14557-15;
- расходомер-счетчик ультразвуковой OPTISONIC 3400, рег. № 57762-14.
В систему обработки информации СИКНС входят:
- комплексы измерительно-вычислительные «ОКТОПУС-Л» («OCTOPUS-L») (далее по тексту ИВК), рег. №43239-15;
- автоматизированное рабочее место (далее по тексту - АРМ) оператора.
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений:
- термометры ртутные стеклянные лабораторные ТЛ-4, рег. № 303-91;
- манометры МП показывающие и сигнализирующие, рег. № 59554-14.
Пломбирование СИКНС не предусмотрено.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) СИКНС (ИВК, АРМ оператора) обеспечивает реализацию функций СИКНС. Наименования ПО и идентификационные данные указаны в таблице 1.
Уровень защиты ПО СИКНС «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014 «ГСИ. Испытания средств измерений в целях утверждения типа. Проверка защиты программного обеспечения».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО АРМ оператора | ПО ИВК (основной) | ПО ИВК (резервный) |
| Идентификационное наименование ПО | OZNA-Flow | Formula.o | Formula.o |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0 | v.6.15 | v.6.10 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО АРМ оператора | ПО ИВК (основной) | ПО ИВК (резервный) |
| Цифровой идентификатор ПО | 64С56178 | 5ED0C426 | 24821CE6 |
Технические характеристики
Метрологические и основные технические характеристики СИКНС, включая показатели точности и физико-химические свойства измеряемой среды, приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Метрологические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон измерений расхода, т/ч (м /ч) | от 40 до 352 (от 50 до 400) |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений, %: | |
| - массы сырой нефти | ±0,25 |
| - массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды по ре- | |
| зультатам измерений объемной доли воды влагомером: | |
| - при содержании объемной (массовой) доли воды от 0 до 5,0 (6,3) % | ±0,35 |
| - при содержании объемной (массовой) доли воды от 5,0 (6,3) до 8,0 | |
| (10,0) % | ±0,40 |
| - массы нетто сырой нефти при определении массовой доли воды в ис- | |
| пытательной лаборатории | |
| - при содержании массовой доли воды от 0 до 5,0 % | ±0,55 |
| - при содержании массовой доли воды от 5,0 до 10,0 % | ±0,90 |
Таблица 3 - Основные технические характеристики СИКНС
| Наименование характеристики | Значение |
| Измеряемая среда | нефть сырая |
| Количество измерительных линий, шт. | 2 (1 рабочая, 1 контрольно-резервная) |
| Диапазон избыточного давления измеряемой среды, МПа: - рабочее | от 0,8 до 2,9 |
| - максимально допустимое | 2,9 |
| Физико-химические свойства измеряемой среды: |
| Диапазон плотности измеряемой среды в рабочих условиях, кг/м3: | от 800,0 до 880,0 |
| Диапазон кинематической вязкости измеряемой среды в рабочих условиях, мм /с (сСт): | от 4,0 до 9,25 |
| Диапазон плотности обезвоженной дегазированной нефти при +20 оС, кг/м3 | от 786,7 до 886,7 |
| Диапазон температуры измеряемой среды, °С | от +10 до +30 |
| Массовая доля воды, %, не более | 10 |
| Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более | 100 |
| Массовая доля механических примесей, %, не более | 0,0024 |
| Массовая доля серы, %, не более | 0,37 |
| Массовая доля парафина, %, не более | 2,4 |
| Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более | 66,7 (500) |
| Наименование характеристики | Значение |
| Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры +204 оС, не более | 0,370 |
| Содержание свободного газа, %, не более | не допускается |
| Содержание растворенного газа, м3/м3, не более | 0,97 |
| Диапазон плотности газа при стандартных условиях, кг/м3 | от 1,02 до 1,03 |
| Режим работы СИКНС | непрерывный |
| Параметры электрического питания: - напряжение, В - частота, Гц | 380±38 (трехфазное); 220±22 (однофазное) 50±1 |
| Условия эксплуатации: - температура наружного воздуха, С - температура в блок-боксе, оС, не менее | от -49 до +35 +5 |
| Средний срок службы, лет, не менее | 10 |
Знак утверждения типа
наносится в нижней части титульного листа руководства по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Комплектность
Комплектность СИКНС приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СИКНС
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный» | заводской № 361-02 | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | ОИ 361-02.00.00.00.000 РЭ | 1 экз. |
| Методика поверки | МП 0999-9-2019 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 0999-9-2019 «Инструкция. ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИР» 05 июля 2019 г.
Основные средства поверки:
- рабочий эталон 1-го или 2-го разряда в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости», обеспечивающий определение метрологических характеристик счетчиков - расходомеров массовых в требуемых диапазонах расхода;
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав СИКНС.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКНС.
Сведения о методах измерений
приведены в инструкции «ГСИ. Масса сырой нефти. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный» АО «РН-Няганьнефтегаз» (свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 01.00257-2013/4209-18). Регистрационный номер в Федеральном реестре методик измерений ФР.1.29.2018.30763.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ЦПС «Южный»
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Рос-стандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости»
78079-20: Методика поверки МП 0999-9-2019Скачать5.2 Мб